机组启动方案Word文件下载.docx

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2号机组锅炉、汽轮机、发变组、电除尘器、脱硫系统及所辖其它附属设备。

三、启动组织机构：

成立2号机组启动领导小组。

1、组长：

副组长：

成员：

2、职责分工：

1）领导小组组长是本次启动的总指挥，其余成员负责各项试验、启动操作的协调和技术指导工作。

2）当班值长负责启动的总体指挥。

3）当班运行人员负责具体运行操作，并按规程规定进行突发性事故处理。

4）检修部门对所辖范围设备按照启动试运应具备的条件进行全面检查，并分工明确，落实到责任人。

四、启动前应具备的条件

1、影响机组启动的所有系统、设备检修工作结束，现场清扫完毕，工作票已终结。

责任人：

确认人：

时间：

2、机组排水设施能正常投运，沟道畅通、盖板齐全；

安全及消防设施已投入使用；

照明及通信装置完好。

时间：

3、电气、热控、热力系统设备完整，仪表、声光报警正常。

4、2号发电机气密性试验合格。

确认人：

5、机组各系统、设备各项试验（尤其是磨煤机入口热风快关门、热风调节门、磨煤机出口快关门开关活动；

燃烧器主摆角、OFA风摆角零位与机械位置对应，操作灵活，线性良好；

磨煤机磨辊升降正常，加载油压力试验）、大联锁试验合格，具备启动条件。

6、化学准备充足的燃料及品质合格的除盐水、工业水、氢气，机组准备启动。

7、机组启动前10小时，值长通知燃管部、输煤运检部作好向2号炉A、B、C、D原煤仓单独进优质煤（挥发分20%以上，发热量4600大卡以上）的准备工作。

8、锅炉点火前4小时值长通知输煤运检部按照燃管部的上煤指令向2号炉A、B、C、D原煤仓分别进入300、200、100、100吨优质煤（高发热量、高挥发分），其它煤仓按正常上煤方式上煤。

9、锅炉点火前2小时发电部安排对各给煤机走煤正常，注意走入给煤机煤量不得过多。

10、大、小油枪可靠备用。

11、热工保护、电气保护和自动装置按规定正确投入，严禁无保护的情况下投入设备运行。

12、开机前各类记录表单、操作及通讯工器具、仪器、手电筒等工器具准备齐全，确保能够正常使用。

五、机组启动

1、机组启动检查与准备：

运行部门当班人员负责操作，其他检修部门人员负责配合。

1）准备机组启动及系统投运的相关操作票，在方案中未列入的操作严格按照操作票执行。

2）检查所有泵房、污坑排水系统处于良好备用状态。

执行人：

3）供水系统运行正常，冷却塔清淤完成，水位已补至正常水位，循环水系统具备投运条件。

4）按机组启动检查卡，将各系统阀门操作至启动状态（热工压力表计、压力变送器、压力开关一次门按专用检查卡检查）。

5）各系统的安全阀（含锅炉动力泄放阀）、向空排气门外部完整，排气管完好、牢固，动作压力整定完成，静态动作正确。

6）化环部化验凝补水箱水质合格（不合格查找原因消除后进行水置换），水位补至高水位。

7）TSI、SCS、DAS、MCS、FSSS、DEH、MEH系统投运正常。

8）各设备、管道保温完整、各种测量元件无损坏。

9）汽轮机各高中压主汽门、调门及控制机构静态调试合格。

10）各油箱油质合格，油位正常，事故放油门关闭，挂“非事故情况、禁止操作”牌。

油系统其他放油、放水阀门按公司规定进行上锁、挂牌。

11）各人孔门、检查孔完整并封闭。

12）各设备、管道支吊架完好，无膨胀受阻现象。

13）启动点火前8h投入电除尘振打、加热装置。

2、机组启动具体操作

1）系统投运

（a）检查投入2号机组压缩空气系统（尤其注意开启炉膛火焰工业电视冷却气源）。

（b）检查大机油箱油位在2000mm以上、小机油箱油位在1050mm,检查启动大机润滑油系统运行正常，润滑油温度控制在37～49℃，油压在0.096MPa至0.124MPa之间，各轴承回油正常。

（c）检查2号发电机密封油系统运行正常，密封油压高于氢压0.08～0.084MPa，空氢侧密封油压差不超过±

0.49kPa，密封油油温38～49℃。

（d）确认2号发电机内氢气纯度98%以上，逐渐补氢至0.35MPa。

（e）定子冷却水水箱补水至正常水位，投入定子冷却水系统并试投内冷水精处理装置。

（f）检查投入大机顶轴油系统，检查顶轴母管油压及各轴承顶轴油压力正常，投入2号机盘车正常。

（g）投入A、B小机润滑油系统运行，润滑油温度控制在35～45℃，油压＞0.18MPa，各轴承回油正常。

（h）参与启动及启动后备用的辅机、高厂变、脱硫变高压侧离相封闭母线、低压侧共箱母线、励磁系统低压侧测量绝缘合格，辅机送上电源。

（i）分别对凝汽器、闭式水箱、真空泵气水分离器补水至正常水位。

（j）用1号机凝结水对2号炉炉水泵注水管路进行冲洗，水质合格后投入炉水泵连续注水。

（k）检查投入闭式水系统。

（l）除氧器上水至2000mm。

（m）用1号机辅汽对2号机辅助蒸汽系统及小机调试用汽充分暖管，暖管结束后投运辅汽系统。

（n）通过机组给水泵密封水联络母管由1号机向2号机给水泵提供密封水，对给水泵组注水排气合格。

（o）投入锅炉各辅机油系统，确认各油站运行正常。

（p）投入抗燃油系统，检查运行正常。

（q）投入炉底水封系统。

2）除氧器投加热，启动一台汽前泵运行，水温控制在60～80℃。

3）进行循环水系统注水前检查，微开1、2号机循环水联络门向2号机循环水系统（包括高低压开式水系统）注水排气合格。

4）循环水系统注水完毕，开启2号机凝汽器内外圈循环水进出口门，启动一台开式水泵运行。

5）凝泵入口管及本体注水完成后，启动一台凝泵变频运行，对凝结水系统注水、冲洗。

6）锅炉上水冲洗：

用A（或B）汽泵前置泵，由给水旁路经省煤器向锅炉进水，进行汽包水位保护传动试验合格。

汽包水位上至+300mm后，进行锅炉水冲洗，联系化学化验水质合格。

7）锅炉上水过程中投入2号高加运行。

8）重新上水至高水位（锅炉冲洗后重新上水，根据汽包壁温，可适当提高除氧器水温），提高汽包水位至+300mm，炉水泵点动排气合格后，启动A、C炉水循环泵运行，投入B炉水泵备用。

9）进行空预器吹灰主汽管路暖管，A磨煤机风道加热器及管路暖管。

10）大、小机轴封汽系统暖管结束投入大小机轴封汽系统。

凝汽器抽真空。

11）风烟系统启动，运行正常后，进行炉膛吹扫。

12）吹扫结束，启动A一次风机、密封风机运行，建立A磨煤机通风通道。

投运炉前燃油系统循环，投运A磨煤机暖风器、A层小油枪。

13）A一次风机启动后，值长联系热机对B一次风机进行刹车。

14）油枪投运后，用辅汽汽源投入空预器吹灰，根据油枪投入数量投入电除尘一电场运行。

15）根据小机启动操作票，用辅汽冲转A小机，根据锅炉汽包压力变化，逐步提高小机转速至2850r/min，投入“锅炉自动”。

用给水旁路调节汽包水位（注意：

汽泵转速禁止停留在1000r/min左右，避免小机鼓风造成其排汽温度升高）。

16）汽机冲转前30分钟启动一台循泵运行。

17）汽包压力达到0.5Mpa时，联系热机进行热紧螺栓。

汽包压力达到1.0MPa时，联系1号机组根据2号炉汽包压力上升情况逐渐提升凝结水母管压力至2.3MPa。

18）当汽包压力达到1.5MPa时，做好停止炉水泵注水准备工作，汽包压力达到1.6MPa时停止向炉水泵连续注水。

19）主蒸汽压力升至4.0MPa，主汽温度320℃时，应适当减少燃油量，调整燃烧，保持汽压汽温稳定。

20）值长联系电热部解除汽机跳闸联动“MFT”、联开高、低旁联锁逻辑，值班员解除电泵备用联锁。

21）检查汽轮机保护投入正常，操作票上填写好冲转参数。

22）汽机挂闸，冲转汽轮机至600r/min，冲转过程中，严密监视汽轮发电机组各轴承油压及回油正常、机组内部无异音、轴系各振动变化平稳无跳变，汽机本体参数无异常变化。

23）汽轮机升速至600r/min，远方打闸进行摩擦检查，确认高、中压主汽门，高、中压调门关闭，所有抽汽逆止门、抽汽电动门及高排逆止门关闭。

汽轮机转速下降，对汽机进行全面检查，机组内无摩擦声。

24）摩擦检查结束，重新挂闸升速至2040r/min进行中速暖机，中压缸金属温度均大于123℃后检查各本体参数无异常，继续升速到2900r/min，进行阀切换。

（注意：

升速过程中，严密监视汽机本体参数特别是机组轴系振动无异常变化，无突变，无跳变。

如果出现汽机本体参数异常变化达紧急停机条件时，应果断进行紧急停机。

）确认人：

25）中速暖机结束后升速过程中启动B一次风机运行。

26）升速至3000r/min，做危急保安器注油试验合格。

27）就地打闸，检查高中压主汽门、调门迅速关闭，抽汽逆止门、高排逆止门关闭，汽机转速下降。

28）重新挂闸升速至3000r/min。

29）按发变组并网操作票进行并网操作。

30）机组并网升负荷过程中，根据值长令投入一次调频（本次启动不投一次调频）；

根据一、二次风温和炉膛出口烟温情况及主汽压力、温度变化情况增启磨煤机运行。

31）值长联系电热部投入汽机跳闸联动“MFT”、联开高、低旁联锁逻辑，值班员投入电泵备用联锁。

32）四抽压力大于0.15MPa，除氧器汽源倒至本机四抽。

33）四抽压力达0.25MPa，按小机启动操作票投入第二台小机。

34）再热冷段向辅助蒸汽联箱供汽稳定后，逐步恢复本机供汽。

35）当机组负荷大于80MW时，将2号机6kV脱硫电源由邻机分段开关倒由2号机脱硫变带。

36）机组负荷达180MW，并入第二台汽泵运行。

37）机组负荷达200MW，检查PSS功能投入。

38）负荷达210MW～250MW，给水切至主路。

39）检查机组运行正常，锅炉燃烧稳定，按厂用电切换操作票步骤，将厂用电切为高厂变带。

40）四抽压力大于0.5MPa，将第一台小机汽源倒为四抽供。

41）油枪全部停用后，停止预热器连续吹灰，投入全部电除尘器运行。

42）电除尘投运正常后，投入脱硫系统运行。

43）负荷达360MW，投入机炉协调控制，投入AGC，将汽机阀门控制方式倒为顺序阀控制。

44）根据升负荷要求，逐步启动E、F制粉系统运行，汽包压力至15.5MPa，冲洗就地水位计，并校对各水位计指示一致。

45）机组负荷逐渐升至85%，全面检查机组本体及辅助系统运行情况。

46）四抽压力大于0.7MPa时，辅汽倒为四抽供汽。

47）负荷420MW以上运行两小时后，检查投入空预器扇形板自动。

48）负荷600MW，全面检查、调整各设备、系统处于正常运行状态，确认各参数正常。

六、启动注意事项

1.值长严格按照启动方案及调度命令指挥现场启动。

2.严格执行“两票三制”。

3.严格执行《三重一特到场制度》，发电部、热机部、电热部部门管理人员现场值班不低于两人，各班组现场值班人员不少于两人。

4.“确认人”、“时间”填写：

涉及管理工作的由责任人填写或由值长通过录音电话确认后值长填写；

现场检查、操作工作由当班主操填写。